Материал: Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Сибири неоднократно проводились на основе сопостaвлeния промысловых данных о добыче нефти и нагнетания воды на опытных участках и смежных контрольных участках многими специалистами. Результаты этих работ весьма неоднозначны и противоречивы. Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ,

определенная разными специалистами, для различных месторождений изменяется в широких пределах — от 12 до 200 т/ т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения .

В АО «Татнефть» по объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ находится на втором месте после закачки серной кислоты.

Всего на месторождениях Татарстана закачано 56 тыс. т водорастворимых и

17 тыс. т маслораство-имых ПАВ, в том числе на Ромашкинском месторождении — соответственно 47 и 14 тыс. т. На месторождении за счет закачки ПАВ добыто 2,9 млн. т нефти. Удельная дополнительная добыча нефти составила 47,5 т на одну тонну ПАВ.

Метод заводнения нефтяных залежей с применением ПАВ имеет ряд недостатков. Самый большой недостаток заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это вытекает из результатов многочисленных исследований, заключается в относительно большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе.

Кроме того, неионогенные ПАВ имеют слабую биоразлагаемость (всего

35— 40 %), что способствует загрязнению окружающей среды. Они чувствительны к качеству воды — содержанию кислорода, микроорганизмов и химических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю вследствие разрушения раствора.

Перспективу применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений исследователи и производственники связывают со следующими направлениями:

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

1)обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости и охвата пласта воздействием;

2)нагнетание слабоконцентрированных (0,05— 0,5 %) и

высококонцентрированных (1— 5 %) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов.

ПРИМЕНЕНИЕ МАСЛОРАСТВОРИМЫХ ПАВ

Сущность механизма извлечения остаточной нефти заключается в следующем. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с массовым содержанием до 10 % может быть представлена как микроэмульсия прямого типа. Поверхностно-активное вещество выполняет в исходной дисперсии двойную функцию — как дисперсной фазы, так и стабилизатора прямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием структурных связей.

Дисперсия ПАВ после закачки в пласт постепенно адаптируется к пластовым условиям. Часть полимергомологов ПАВ переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочно-удержанную нефть и формирует межфазный слой («среднюю фазу») с низким межфазным натяжением на контакте как с нефтью, так и с водой. Этот процесс ведет к формированию

микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти (до нескольких процентов) и хорошей нефтевытесняющей способностью.

Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти и меняется с включением в ее состав нефти и воды. При увеличении содержания нефти свыше 10— 15 % эта эмульсия с дальнейшим набором нефти уменьшает вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растет вплоть до 10— 20-кратного разбавления. Описанный выше механизм позволяет увеличить фильтрационное сопротивление (снизить подвижность системы) и

поддерживать эту величину длительное время. Таким образом, указанный

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

метод может быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

В промысловых условиях технология испытывалась с 1988 г. на большом количестве опытных участков заводненных девонских терригенных пластов месторождений республики Татарстан. Средняя начальная обводненность до начала испытаний на различных участках была равна 83— 95 %. Оценка технологической эффективности метода оказалась возможной на 31 участке. Расчеты показали, что общая дополнительная добыча с этих участков превышает 257 тыс. т нефти. Удельная технологическая эффективность составила в среднем 41 т дополнительной добычи нефти на 1 т

ПАВ.

Схема расположения скважин одного из опытных участков Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения представлена на рис.1.

Закачка водной дисперсии ПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. в пласт «а» скв. 1 в количестве 400 т.

Пласт «а» на опытном участке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения по участку: нефтенасыщенная толщина — 6,8

м, пористость — 20,8 %, начальная нефтенасыщенность — 84,5 %,

коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2.

Закачка водной дисперсии ПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. в пласт «а» скв. 1 в количестве 400 т.

Пласт «а» на опытном участке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения по участку: нефтенасыщенная толщина — 6,8

м, пористость — 20,8 %, начальная нефтенасыщенность — 84,5 %,

коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2.

Обводненность добываемой продукции на дату начала эксперимента составляла 83,9 %.

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Рис. 1. Опытный участок Ташлиярской площади по закачке ПАВ АФ6: 1 — 9 — условные номера скважин; заштрихована доля нефти в

добываемой продукции скважин

Дополнительная добыча нефти на опытном участке составляла 24 тыс.

т, или 60 т на 1 т ПАВ.

Отмечается, что широкое промышленное внедрение маслорастворимых ПАВ в условиях Ромашкинского месторождения сдерживается из-за их высокой стоимости и недостаточной технологической эффективности.

МИЦЕЛЛЯРНЫЕ РАСТВОРЫ (MP)

Водные растворы современных индивидуальных водорастворимых ПАВ, находящие самостоятельное промышленное применение для уменьшения остаточной нефтенасыщенности пластов, способны снижать межфазное натяжение на контакте нефтьй вода лишь до 7— 8,5 мН/ м.

Такой раствор, как показывают многочисленные лабораторные исследования, не может существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта. Как видно из

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

результатов лабораторных экспериментов, необходимое снижение остаточной нефтенасыщенности возможно лишь при уменьшении межфазного натяжения на контакте нефть — вода до 10— 3 мН/м. Такое низкое межфазное натяжение достигается при использовании ми-целлярных растворов, позволяющих устранить капиллярные силы в заводненных пористых средах.

В практике разработки нефтяных месторождений получают распространение мицеллярные растворы, при расслаивании которых активные компоненты (ПАВ), образующие высокомолекулярные агрегаты (мицеллы),

сосредоточиваются в основном лишь в одной фазе — водной, нефтяной или промежуточной мицеллярной, находящейся в равновесии с водой и нефтью.

Соответствующая фаза называется внешней фазой мицеллярных растворов, а

сами растворы водными (прямыми), углеводородными (обратными) или промежуточными ми-целлярными растворами (микроэмульсиями).

Процессы вытеснения нефти этими растворами имеют особенности,

которые обусловлены тем, что мицеллярные растворы сочетают преимущества растворителей и растворов высокоэффективных ПАВ и обладают способностью «вбирать» в себя воду и (или) нефть, снижая поверхностное натяжение на границе контакта фаз до сверхнизких значений и создавая тем самым условия их частичного или полного смешивания. Кроме того, тип мицеллярного раствора может меняться при вытеснении в результате инверсии, обусловленной, например, различным содержанием мицеллярных солей в растворах и пластовых водах.

В состав мицеллярных растворов входят: ПАВ, углеводород, вода,

стабилизатор и электролит. В табл. 2 приведены диапазоны изменения содержания основных компонентов устойчивых мицеллярных растворов трех категорий, разработанных в настоящее время.

Как видно из табл. 2, устойчивые мицеллярные растворы можно получить при широком изменении содержания отдельных компонентов.

Особенно важно, что мицеллярные растворы могут содержать до 95 % воды,

до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора.